貴州新田煤礦規劃區瓦斯高效抽采實踐研究

鄧書軍 徐建軍 張震 李廣生

1. 貴州豫能投資有限公司 貴州 貴陽 550000 2. 中煤科工西安研究院（集團）有限公司 陜西 西安 710054 3. 河南省煤層氣開發利用有限公司 河南 鄭州 450016

貴州西部煤礦區地質構造相對復雜，碎軟低滲煤層（群）發育，高瓦斯、煤與瓦斯突出礦井居多，煤層瓦斯含量高、瓦斯壓力大，是我國煤礦瓦斯災害的重點區域[1-5]。采取適當的地面瓦斯抽采技術方案，對采掘接續區（規劃區）進行超前瓦斯治理，是該區域煤礦生產企業共同面臨的亟待解決的問題。有鑒于此，在貴州能源局的大力支持下，新田煤礦開展了井上下“三區聯動”抽采煤層瓦斯示范項目規劃區地面瓦斯抽工程。

1 礦井概況

新田煤礦2014年投產，礦井開拓采用斜井下山開拓，井田為一單斜構造，煤層埋藏深度330～380m。根據煤層的賦存條件和井田水文地質狀況，確定礦井以一個水平開拓全井田，其中礦井一期劃分四個采區。采區之間的開采順序本著先近后遠原則進行安排：一采區→二采區→三采區→四采區。新田煤礦采用分期建設，目前正在進行一期工程的建設。根據“三區聯動”抽采煤層瓦斯示范項目劃分，一采區為生產區和準備區，二采區為規劃區，見圖1。

圖1 新田煤礦采區分布和“三區”劃分

新田煤礦屬煤與瓦斯突出礦井，主采的4、9號煤層瓦斯含量高、瓦斯壓力大。4號煤層最大甲烷含量30.00m3/t，最大瓦斯壓力2.32MPa；9號煤層最大甲烷含量29.62m3/t，最大瓦斯壓力2.94MPa；瓦斯災害成為威脅礦井安全生產的主要災害之一，嚴重制約了礦井正常的生產接續。

2 抽采井型優化

目前，煤層氣開發井或地面瓦斯抽采井主要采用垂直井、定向井、多分支井、L型水平井及U型水平井等方式進行地面抽采[5-8]。

由于新田煤礦井田范圍內地面為典型的喀斯特地形地貌，道路條件較差，大部范圍道路大型設備不可通達，地面工程選址難度大，為地面工程施工帶來的極大的困難，前期投資成本高。

一方面，采用直井或定向井的方式，面臨地面工程選址難度大、鉆前工程投資成本高等難題。另一方面，由于新田煤礦乃至整個貴州西部煤礦區地質構造復雜、多煤層發育、且主采煤層厚度小、煤體結構差、外加地質資料準確度較低，若采用多分支井的方式、必然導致鉆井過程中塌孔埋鉆風險高，同時煤層鉆遇率也無法保證，進而影響抽采效果。

鑒于此，在綜合分析地面井下條件的基礎上，在地面有限的空間內根據地面條件，針對9號煤層，分別布置一組U型水平井和一口L型水平井，水平井井水平段鉆井層位位于緊鄰9號煤層的頂板巖層中，見圖2。

圖2 新田煤礦采地面瓦斯抽采井井位布置

3 抽采關鍵技術

3.1 鉆完井關鍵技術

兩口水平井均采用三開井身結構，一開采用Φ444.5mm鉆頭開孔、下入Φ339.7mm套管，二開采用Φ311.15mm鉆頭鉆進，下入Φ244.5mm至著陸點，三開采用Φ215.9mm頭鉆進，下入Φ139.7mm。為保證目標層位鉆遇率，為保證水平段鉆井層位位于緊鄰9號煤層的頂板巖層中，在采用綜合地質導向的基礎上，采區小間距多段主動探煤頂的導向工藝，兩口井水平段的見煤率保持在10%左右，很大程度上的保證了軌跡控制質量，同時又大大減小了煤層中鉆進過程中的塌孔風險，為后續的煤儲層改造創造了良好的條件。

3.2 儲層改造關鍵技術

由于鉆孔井眼軌跡基本位于9號煤層上部距離煤層頂界3m以內范圍內，為了保證對9號煤層以及下部煤層分段壓裂工藝技術的成功，射孔必須要求穿透鋼套管、水泥環和煤層頂部的泥巖，保證壓裂時裂縫在9號煤層中延伸。因此采用垂直向下、直線均勻排列布孔方式，并結合超深穿透的復合射孔技術，可以保證從造縫點延伸出的裂縫延伸到9煤層中，保證煤層段壓裂施工的成功。

壓裂工藝方便，采用泵送橋塞+射孔聯作分段壓裂工藝技術，可實現在較短時間內完成對儲層的多個水平段壓裂造縫，并最大限度地減少對儲層的傷害，實現對儲層的有效保護和改造，改變滲流方式，增加影響半徑，擴大泄流面積，充分發揮儲層資源潛力，最大限度提高儲層地質儲量可動用程度，達到提高單井產量的目的。

3.3 精細化排采技術

根據煤層氣排采規律及現場排采實際情況，將兩口井組排采劃分為4個階段進行分析，即排水降壓階段、臨界產氣階段、產氣增加階段和產氣穩定階段。

排水降壓階段，關閉套管閥門，控制井下壓力降幅（壓降不大于0.03MPa/d），并隨時觀察水質變化，防止煤粉、壓裂砂大量產出。以最大的合理排水量排采，逐步疏通主通道，在不堵塞滲流通道的前提下，持續降低井底流壓，并最大限度地采出煤層水，擴大煤層壓降范圍。

臨界產氣階段，當流壓下降至臨界解吸壓力時，可能有少量的煤層氣開始解吸，由于煤層開始產氣，此階段動液面波動較大，要緩慢下降或穩定井底流壓，防止解吸初期煤粉過量產出，并觀察產氣量的變化和水質的變化。

產氣增加階段，當套壓上漲至0.5MPa后開始放產，放套期間允許套壓稍微波動，套壓控制在設計要求的范圍內，之后采用穩套壓（套壓控制在0.25MPa左右）降液面排采，控制流壓降幅，擴大壓降漏斗的范圍，增大解吸面積。

產氣穩定階段該階段穩定液面降套壓降流壓排采，流壓降幅控制在0.005MPa/d范圍內（根據實際情況進行調整），當套壓降至0.05MPa后，維持該套壓排采；該階段注意液面變化，保持9煤至以上液柱相對穩定。

4 工程實踐效果

在新田煤礦規劃區（即二采區）一共施工兩口頂板巖層水平井，水平段總長超過1500m，一共分19段進行煤儲層增產壓裂改造施工，累計注入壓裂液超過23000m3，使用石英砂支撐劑超過1200m3。經過一年多的排采，兩口水平井最高日產氣量均超過5000m3，最高日產氣量達到5000m3，截止2023年7月，兩口井累計產氣量超過了340萬m3，抽采效果良好，很大程度上降低了井下區域條帶瓦斯含量。兩口水平井完成主要技術參數見表1。

表1 兩口水平井完成情況統計表

5 結論及認識

1）規劃區示范工程2口水平井的成功實施，驗證了在貴州黔西礦區復雜地質條件下通過煤層頂板分段壓裂水平井可以有效的進行地面瓦斯預抽，一定程度上能夠實現高瓦斯煤層的條帶瓦斯治理，較大程度減小井下瓦斯治理工作量及井下施工安全風險。

2）通過試驗井的鉆完井、壓裂及排采施工，為新田煤礦乃至黔北、黔西礦區類似煤礦區積累了施工經驗和并形成了適應于本地區的一整套鉆完井、煤儲層增產改造工藝技術體系。

3）通過一年多的排采，XT-H1-V1井組最高日產氣量達到5192m3，XT-01H最高日產氣量超過5300m3。兩口井累計產氣量均超過170萬m3，總產氣量超過340萬m3。地面水平井控制范圍內若按條帶長800m、寬200m、煤厚3m計算，區域內平均噸煤瓦斯含量在一年多抽采以后瓦斯含量可降低超過2m3，預計通過5年抽采，區域內平均噸煤瓦斯含量可降低約5m3。